摘要：近年来中国储能产业在项目规划、政策支持和技术研发等方面均加快了发展的脚步，未来几年随着可再生能源行业的快速发展，储能市场亦将迎来快速增长。不过我国储能产业还处于发展的初级阶段，尚以示范应用为主，储能商业化应用面临着储能成本偏高、电力交易市场化程度不健全、储能技术路线不成熟、缺乏储能价格有效激励等各方面的问题，可谓机遇与挑战共存。
关键词：储能设备；研发；商业化
储能作为一项先进的能源技术，在能源稀缺和能源结构转变的今天越来越凸显其重要的价值。勿容置疑，中国储能产业面临前所未有的发展机遇，储能技术也由技术创新进入了商业化转型的窗口期。
一、储能技术研发成果
1.液流电池方面，国内有中科院大连化学物理研究所、清华大学、中科院沈阳金属研究所、中南大学、大连融科储能技术发展有限公司、普能公司、德沃普、万利通、银峰新能源等多家研究单位和企业从事液流电池的研发和产业化工作。在关键材料基础研究和电池系统集成及应用示范工程方面取得了重大突破。大连化物所牵头国际相关标准的制定，该团队实施了包括２０１２年全球最大规模的５ＭＷ／１０ＭＷｈ全钒液流电池储能系统商业化应用示范项目在内的近３０项应用示范工程，应用领域涉及分布式发电、智能微网、离网供电及可再生能源发电等领域。近年来，通过电池关键材料和电堆结构设计创新，使电堆的功率密度显著提高。电堆的额定工作电流密度由６０-８０ｍＡ／ｃｍ２提高到１２０-１５０ｍＡ／ｃｍ２，电堆的功率密度提高了一倍，从而使成本显著降低。十二五期间，在固态裡离子电池方面进行了初步探索，形成了材料、电芯的制备技术，突破了几十公斤级材料的相关制备工艺，为今后储能技术的发展奠定了重要基础。
2.压缩空气储能技术在国内起步较晩，但发展很快。中国科学院工程热物理研究所、华北电力大学、西安交通大学、华中科技大学等单位对压缩空气储能电站的热力性能、经济性能、商业应用前景等进行了研究。２０１３年，中科院工程热物理研究所完成了１.５ＭＷ先进压缩空气储能系统示范；并于２０１６年完成了１０ＭＷ先进压缩空气储能系统关键技术研发和示范。在２０１５年，由清华大学、中国科学院理化技术研究所及中国电力科学研究院共同研制的５００ｋＷ级非补燃压缩空气储能发电示范系统在安徽芜湖实现发电，实现了发电出功１００ｋＷ的阶段目标。
3.飞轮储能方面，
２０１６年１２月１５日，我国首台ＭＷ级飞轮储能电源工程石油钻井工程飞轮储能样机在河南省贌阳市中石化中原油田卫４５３井现场实现了演示示范。同时具有储能和限流两种功能的１ＭＶＡ／１ＭＪ超导储能一限流系统样机自２０１７年１月６曰在玉门低窝铺风电场１０ｋＶ电网系统并网运行，其并网谐波畸变率为２％，功率响应时间０.８ｍｓ，有效提高了电能质量和低电压穿越能力，综合技术性能达到国际先进水平。
总体而言，通过十二五项目部署，我国已经形成了锂离子电池、超级电容器储能产业链，研发实力和产品竞争力明显提高，储能产品已开始批量进入国内外市场。先进液流、超临界压缩空气等储能技术成熟度显著提高，进入大规模示范阶段，为后续产业化奠定了良好的基础。
二、技术研发、商业化发展受掣肘
储能技术研发和商业化发展也受到较多掣肘。与发达国家相比较，中国的储能技术及其商业化水平明显落后于发达国家。
1.储能商业化必然以储能技术的发展和广泛应用为前提，但在众多储能技术类型中，仅抽水蓄能技术相对成熟，其他类型技术正处于快速成长期。
2.由于储能技术不仅能为社会带来经济效益，同时能节约社会资源和保护环境。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆储能技术为社会带来的“双重外部性”产生的收益无法完全被创新主体吸收，使得创新主体对储能技术创新的积极性不高，特别是在当前发展储能技术配套环境不健全的前提下，中国储能技术大多从发达国家引进，本国企业缺乏储能技术自主研发和创新激励。
3.促进储能市场发育是储能技术商业化发展的关键。通过市场机制主导储能技术商业化，既能有效引导储能技术资源的优化配置，又能充分挖掘储能技术的市场价值，培育和发展储能市场。
同时，由于储能技术多样化和异质性特征，且各国、各地区市场环境存在差异，众多储能技术的商业化运作在不同的市场环境下不存在统一的成功模式，需要以“摸着石头过程”的方式开展尝试和探索，这使得储能技术的商业化风险和“试错成本”较高。
三、推进储能商业化发展的措施建议
储能项目前期投入较大，目前，国内少数企业在技术和产业化应用上成绩可圈可点，但毕竟势单力薄，产业的持续发展需要政府加大扶持力度，通过改革扫清储能推广的制度性障碍，鼓励企业创新商业模式和融资模式。在短期内没有补贴的情况下，处于爆发前夕的储能行业该怎样突围？有专家提出以下建议：
1.能作为一种电力系统灵活性资源，具有电源、负荷双重属性，存在多重应用场景。但现行电力法等法规文件对此类资源的市场地位缺少定位，应尽快完善相关政策法规，引导其有序参与市场交易。
2.加大分时电价政策力度。反映电力供需状况的电价机制是电力市场改革的核心目的，也是推动储能发展的根本动力。研究、实施、推广峰谷、分时、实时电价及灵活电价套餐等政策，有助于通过价格方式衔接电力系统灵活性需求与储能灵活性供给。
3.鼓励储能在计量表后接入。储能在发/用电户电费计量表后接入并与其联合运行，将极大简化其售电、过网、价格等一系列阻碍储能发展的现实问题。加之储能易于小型化、用户发/用电量远高于小型储能容量等因素，表后接入并与发/用电户联合运行方式，短期内不会对储能应用产生明显约束。
4.制定合理扶持政策。一是尽快研究出台储能技术及产业发展引导性政策，引导和推动储能产业实现由研发示范向商业化过度；二是研究建立健全储能参与辅助服务的补偿机制与价格形成机制，鼓励储能企业参与电力市场，通过调峰、调频、备用等辅助服务或者与可再生能源发电企业联合运行，获得收益，促进产业成长。
5.加大技术研发与产业化示范力度。围绕可再生能源消纳、分布式微网、提升电力系统灵活性等重大需求，加大相关技术攻关和试验示范力度，布局一批具有引领作用的示范工程，支持压缩空气储能、电池储能等商业化窗口期的新兴技术发展
综上所述，伴随着化石能源的日益枯竭和能源需求的加速增长，以可再生能源与新能源技术为代表的新一轮科技革命和产业变革正在兴起，并将持续改变世界能源格局。未来储能市场的发展将主要集中在分布式储能、分布式光伏+储能、微网等配网侧和用户侧等领域。伴随电力体制改革的不断深入，储能也将收获更多的市场机会。不过我国储能产业距离整体健康发展还有一定的距离，储能商业化应用面临着储能成本偏高、电力交易市场化程度不健全、储能技术路线不成熟、缺乏储能价格有效激励等各方面的问题。因此，当前储能产业的发展可谓机遇与挑战共存。
参考文献
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论文作者:范颖伟
论文发表刊物:《电力设备》2018年第16期
论文发表时间:2018/10/1
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